合水油田最大“V”形井场205—6井场。中国石油长庆油田采油十二厂供图

6月25日，长庆油田第十二采油厂成功攻克合水地区超低渗透油田技术难题，日产原油首次突破5475吨，成功建成年产能达200万吨级规模的油田。

从“创业道”到“高速路”的驰骋

2008年，油田深化改革，采油十二厂的前身采油一处由石油工程技术服务整体转型油田开发，开启了合水油田开发建设新征程。

“合水油田油藏类型复杂多样，大部分属于超低渗Ⅲ类与页岩油储层，开发难度极大，有‘磨刀石中的磨刀石’之称。”采油十二厂地质研究所副所长周大霖介绍说。

在“三个重新认识”指导下，广大科技工作者重翻老资料、重上老探井、重看老区块，针对不同层系油藏发育特点，多点撒网开展技术攻关。2009年通过开展小水量、长周期、温和超前注水开发，当年72口井实现了初期自喷，从而奠定了50万吨油田开发资源基础，实现了从“初到合水”到“站稳脚跟”。

从2008年年产原油5.5万吨起步，该厂用6年时间建成了百万吨油田，再用6年时间突破150万吨，目前达到200万吨生产能力，从“创业道”驶上了“高速路”。正如采油十二厂厂长、党委副书记吴大康所说，表面看是开发模式的转变，实际体现的是思维方式的转变。

从“试验田”到“主力军”的攻坚

合水油田的油藏储层不但品质低，而且与各类环境敏感区重合交替，动用难度大。

“只有和油藏‘做朋友’，认清对方、认清自己，才能精准施策获取更多油流。“吴大康说，“实事求是是合水油田开发工作者面临复杂情况，解决问题、攻克难题的法宝。”

针对超低渗透储层，该厂以“大幅提高油气平均采收率、大幅度降本增效、最大限度保护生态环境”为目标，不断向“磨刀石中的磨刀石”发起技术攻关。率先完成2公里、3公里长水平井，建成了百万吨整体水平井开发示范区，占全厂井数四分之一的水平井贡献了全厂二分之一的原油产量。

在合水油田的探明储量中，页岩油占比60%以上。针对页岩油储层发育特点，该厂反复试验、不断探索。“合水油田可以说是长庆油田页岩油开发的试验田。”吴大康说，“从井型上看，短水平井的注水、注气开发，长水平井的分段压裂、密切割体积压裂，都在合水油田进行试验；从压裂工艺上，最早的低浓度胍胶、稠化水等压裂液在合水得到了应用，速钻桥塞，包括可溶桥塞、连续油管，都在合水油田各个阶段得到实验和开发应用。”

在长庆油田2023年200万吨页岩油产量中，三分之一来自合水油田，昔日的“试验田”脱茧蝶变为今日增储上产的“主力军”。

从“高产量”到“高质量”的迈进

如何保持油气产量既上得快又稳得住，是摆在油气开发工作者面前的一个现实问题。面对油藏类型复杂、开发方式多样，该厂将70%的精力放在油藏管理上，连续三年开展“注水大会战”。

作为长庆油田水平井开发早、类型多、规模大的开发区块，该厂不断探索水平井高效开发新路子，总结形成了水平井+注水开发、水平井多小层立体开发、长水平段密切割体积压裂、气驱补能、水平井“3+1”管理等水平井蓄能、压裂、驱油一体化关键技术系列，建成了40万吨水平井常规储层、65万吨页岩油水平井开发示范区。

该厂依靠技术进步，不断推广应用新工艺新技术，2023年投产的合H9平台，采用扇形井网布井24口，占地面积39亩，动用地下储量1040万吨，年生产油气10万吨以上。

不仅如此，该厂还形成了“小大中小”排液和“两控两保”技术政策，以及油田开发“721”、油田注水“531”、产能建设“321”三种方法，推进“两个延长”，践行“四不理念”，使油田开发水平保持最优，2023年全厂人均劳效位居长庆油田采油单位第一。

从“开采油”到“油气电”同发力

在油田开发建设中，该厂着力打造集节能降耗、伴生气回收、光伏发电、碳汇林建设为一体的绿色零碳新能源综合示范基地，让高质量发展的“含绿量”更足。

自油田开发建设第一天起，该厂就把伴生气利用作为环保工程、效益工程、提产工程和双碳工程来推进，井口密闭生产、站点密闭输送、管网配套建设，建成伴生气处理装置13套，年回收处理规模1.5亿方，生产液烃10万吨，可减少二氧化碳排放量30万吨以上。同时还率先开展烃源气驱试验，让伴生气为页岩油开发“补能”。

与此同时，该厂充分利用光照充足有利条件，全面加快分布式光伏建设和“零碳”井场建设，建成分布式电站148座，日发电11万度，累计生产绿电2000万度，每年减少二氧化碳排放量1.6万吨。

走进合水油田，几乎每个井站都新增了光伏板。“清洁电力是我们厂迈上200万吨油气产量走低碳发展之路的重要举措。仅合H9平台日发电量8000度，实现了零碳采油。”该厂生产运行部主任郭振平说。

“像抓油气产量一样抓新能源。”吴大康说，“随着气、光、地热等重点项目的推进实施，这场‘绿色之约’将会释放出更多的‘绿色动能’。”(王永辉)

来源：中国石油长庆油田采油十二厂

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